自2014年多家燃煤电厂实现超低排放以来，已有几千万千瓦的机组宣称实现超低排放。按照《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》要求，如30万千瓦及以上机组全部实现超低排放，则改造规模达到7亿千瓦以上(不考虑2015年以来的新建机组)。

为此，笔者从环境、经济、技术等方面对超低排放效果进行简要分析。

首先，从燃煤电厂超低排放控制技术上分析。

从实现超低排放的燃煤电厂来看，采用的超低排放技术或措施主要分为以下3类：一是对已有技术和设备的潜力进行挖掘、辅机改造、系统优化，如对脱硫除雾器、电除尘器电源和电极进行改造;二是设备扩容，增大裕度或者是将原来过小的裕度恢复正常，如增加脱硫塔或其喷淋层、增加脱硝催化剂层数、增加湿式电除尘器等;三是采用热值高、灰分低、硫分低的优质煤，如很多的电厂未对脱硫设施进行改造仍能实现二氧化硫超低排放，多是由于近年来煤炭市场向好、煤质趋好等前端利好因素的贡献。总的来看，上述超低排放技术措施仍主要采用电除尘器、布袋(电袋除尘器)、石灰石石膏湿法脱硫技术、选择性催化还原技术等，基本上没有创新性、革命性技术的出现。此外，从2014年以来已经实现超低排放的电厂看，多是燃煤条件好、基础条件比较充分(如场地和机组改造相对容易等)的电厂，后期超低改造的机组难度将越来越大。

其次，从燃煤电厂超低排放环境效益上分析。

根据《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)要求以及特别排放限值要求，按照严格执行上述标准进行测算(按2014年发电量)，电力烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量分别约30万吨、250万吨、200万吨(当前公布数据为总量核算数据，未充分体现标准修订的成效)。由于测算时是按照排放限值上限估算的，考虑到严格执法和运行裕度的存在，其实际排放量还应更低。按照《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》要求进行测算，电力烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量分别不超过15万吨、100万吨、100万吨。从上述测算量看，相对于达标排放，超低排放能实现50%以上的总量减排，但实际减排的总绝对量不大。

如按环境质量分析，由于燃煤电厂是高架源排放并分布在全国各地，再加上减排的总的绝对量不大，超低排放对环境质量影响的分担率要远远小于排放量的分担率，对环境质量改善的作用相对较小。

此外，燃煤电厂超低排放改造会增加二氧化碳排放。预计每年因超低排放改造，导致系统能耗增加二氧化碳排放约1950万吨，提高脱硫效率增加石灰石消耗从而增加二氧化碳排放180万吨，提高脱硝效率增加液氨消耗增加二氧化碳排放250万吨，合计增加排放约2380万吨，且上述测算未考虑超低改造用的钢材、催化剂等生产及物料运输过程的二氧化碳排放。

第三，从燃煤电厂超低排放经济性上分析。

煤电超低排放的经济性主要体现在投资、单位发电量的成本增加、单位污染物控制成本增加等方面，由于机组间的差异较大，因此，选取超低排放电价(单位发电量增加的成本)以及边际成本(单位污染物控制增加的成本)进行论述。

按照我们对典型项目的测算(按20年运行周期)，在现有环保电价的基础上，要实现超低排放要求，典型的300MW级机组将增加1.47分/kWh;600MW等级机组增加1.08分/kWh;1000MW等级机组增加0.82分/kWh 。从2016年1月1日起，虽然将给予现有机组1分/kWh的超低电价补贴，但由于补偿标准将逐年降低，且随着电力体制改革的不断深入，煤电机组市场电量的比重也将逐步提高(环保电价补偿的比例将下降)，因此，从长远看不断提高的环保成本最终要由企业自身承担。

按照测算，煤电大气污染物从达标排放到超低排放少排放的污染物的控制成本将大幅度提高，如二氧化硫超低排放削减增量的成本是改造前成本的近20倍，湿式电除尘器烟尘控制成本是前端除尘器控制成本的千倍;增量成本远高于全社会平均治理成本(按制定排污收费标准时测算的全社会平均成本，二氧化硫、氮氧化物约为1.26元/kg)，高于北京(排污费为10元/kg)、天津(二氧化硫排污费为6.3元/kg，氮氧化物为8.5元/kg)等省市的治理成本。